Изучение особенностей притока жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Фокеева, Лия Хайдаровна

• Фокеева, Лия Хайдаровна
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Фокеева, Лия Хайдаровна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОСОБЕННОСТИ УСТАНОВИВШЕЙСЯ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ К ОДНОСТВОЛЬНЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ.

1.1 Анализ работ, посвященных теоретическому определению продуктивности горизонтальных скважин.

1.2 Дополнительные факторы, влияющие на продуктивность горизонтальных скважин.

1.3 Способы исследования ствола горизонтальной скважины.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1.

2 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИК ОПИСАНИЯ УСТАНОВИВШЕГОСЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ К МНОГОСТВОЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ.

2.1 Анализ работ, посвященных определению продуктивности многоствольных горизонтальных скважин.

2.2 Разработка алгоритма расчета дебита многоствольной скважины.

2.3 Определение фильтрационных параметров пласта по данным установившихся исследований.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2.

3 НЕУСТАНОВИВШАЯСЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ЖИДКОСТИ К МНОГОСТВОЛЬНЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ.

3.1 Разработка алгоритма интерпретации КВД многоствольной скважины.

3.2 Примеры определения фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на неустановившихся режимах.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3.

4 РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ВЫБОРУ ОПТИМАЛЬНОЙ

ТРАЕКТОРИИ СТВОЛОВ.

4.1 Изучение влияния траектории стволов скважины на ее продуктивность

4.2 Определение оптимальной траектории и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Изучение особенностей притока жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам»

Актуальность и постановка задачи. Современный этап разработки нефтяных месторождений Российской Федерации характеризуется постоянным выбором наиболее эффективных технологических мероприятий для стабилизации и наращивания добычи нефти. С этой целью разработан и апробирован целый арсенал технологий строительства скважин, применение которых позволяет добиться повышения дебита скважин, нефтеотдачи пласта с низкими коллекторскими свойствами и пластовым давлением, рентабельности эксплуатации малопродуктивных залежей углеводородов, сократить затраты на эксплуатацию шельфовых месторождений. Основными технологиями, находящимися в центре внимания российских и зарубежных нефтяников, являются: бурение одно- и многоствольных горизонтальных скважин, зарезка боковых стволов из существующих скважин, вскрытие продуктивного пласта на депрессии, радиальное вскрытие.

Первые горизонтальные и многоствольные скважины были пробурены в России еще в начале 50-х годов прошлого столетия. Однако бурение многоствольных скважин в промышленных масштабах стало осуществляться только в последнее время. Ведущие зарубежные сервисные компании располагают сегодня необходимыми технологиями и оборудованием для многозабойного бурения, что создает предпосылки для ее широкого распространения. Технология строительства многоствольных скважин, основанная на отечественном опыте, получает широкое распространение и в ряде российских нефтяных компаний - ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и др.

Многоствольная или многозабойная скважина (Multi Lateral Wells) образуется при бурении ряда ответвлений от горизонтального ствола скважины преимущественно в области продуктивного пласта. Бурение многоствольных горизонтальных скважин считается перспективным направлением. Пробурив несколько стволов, можно значительно сократить затраты и увеличить дебит и объем дополнительно извлекаемых запасов. Аналогичные рассуждения приводят Алиев З.С., Сомов Б.Е. и Чекушин В.Ф. - для низкопродуктивных маломощных и с большой площадью залежей использование многоствольных скважин может быть практически единственным вариантом их освоения.

Сегодня на повестке дня стоят вопросы выбора наиболее эффективной и экономичной архитеюуры дренажа с учетом уникальных характеристик каждого коллектора и рациональной эксплуатации этих скважин. Для детального изучения данных вопросов необходимо выполнять гидродинамическое моделирование.

Применение для этой цели существующих программных комплексов Eclipse, VIP, Tempest и др. является достаточно громоздким. При этом точность расчетов в значительной степени зависит от достоверности исходной информации и используемых размеров ячеек. В связи с этим, существует потребность в разработке более простых алгоритмов без дробления фрагмента залежи на ячейки.

Способы интерпретации результатов гидродинамических исследований на неустановившихся режимах для многоствольных горизонтальных скважин в настоящее время отсутствуют.

Целью диссертационной работы является изучение особенностей притока жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам.

В соответствии с целью работы в ходе исследований предстояло решить следующие основные задачи:

1. Разработка упрощенной методики описания притока жидкости к многоствольным скважинам.

2. Изучение особенностей фильтрации к многоствольным скважинам.

3. Создание методов определения фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на неустановившихся режимах.

4. Разработка рекомендаций по выбору оптимальной траектории и длин стволов.

Методика исследований. Поставленные задачи решались на базе обобщения теоретических изысканий, результатов гидродинамических исследований скважин и пластов. Для гидродинамического моделирования использованы численные методы решений уравнений.

Научная новизна. Предложено решение задачи описания установившегося и неустановившегося притока жидкости к многоствольной горизонтальной скважине.

На основании гидродинамического моделирования показано, что для многоствольных скважин приток на единицу длины выше на концах стволов по сравнению с центральной областью стволов.

Отмечается, что бурение многоствольных скважин приводит к снижению продуктивности на единицу длины ствола по сравнению с одноствольными горизонтальными скважинами. Снижение происходит за счет взаимовлияния стволов и наиболее выражено при увеличении числа стволов, их близости друг к другу, малых длинах и плавной разводке стволов. Основные защищаемые положения:

1. Математическая модель и ее численное решение для установившейся линейной фильтрации жидкости к многоствольной скважине в однородном пласте.

2. Математическая модель неустановившейся фильтрации жидкости к многоствольной скважине без учета послепритока жидкости.

3. Разработанные рекомендации по выбору оптимальной траектории и длин стволов.

4. Геолого-экономическое решение задачи определения оптимальной траектории и длин стволов с учетом особенностей коллектора.

Практическая значимость работы. Научные результаты, полученные в ходе теоретических и экспериментальных исследований, позволили выявить наиболее эффективные конструкции и область применения многоствольных скважин.

Научно обоснованы и апробированы методы определения гидропроводности пласта по данным гидродинамических исследований многоствольных скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.

Программное обеспечение, созданное на основе математических моделей фильтрации жидкости к многоствольной скважине, используется для интерпретации результатов гидродинамических исследований в институте ТатНИПИнефть.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались: на научно-технической конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения», г. Казань, 2005; научной сессии АГНИ по итогам 2005 года, г. Альметьевск, 2006; юбилейной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть, г. Бугульма, 2006; 5-й научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений», г. Томск, 2006 г.

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 6 публикациях.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 4 глав, введения и заключения, библиографического списка из 109 наименований, 3 приложений на 4 страницах и содержит 109 страниц машинописного текста, 53 рисунка и 7 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н. Икгисанову В.А., сотрудникам лаборатории гидродинамических исследований ТатНИПИнефть за помощь в обработке результатов исследований, а также ведущему научному сотруднику ТатНИПИнефть к.т.н. Хакимзянову И.Н, зав. лабораторией НГДУ «Альметьевнефть» к.ф.-м. н. Мирсаитову Р.Г., начальнику геологического отдела НГДУ «Елховнефть» к.т.н. Муртазиной Т.М. за ряд ценных замечаний и советов.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Фокеева, Лия Хайдаровна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложены, научно обоснованы и реализованы математические модели и их численное решение для установившейся и неустановившейся фильтрации жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам.

2. Предложены, обоснованы и апробированы способы определения гидропроводности пласта по данным гидродинамических исследований многоствольных скважин.

3. Установлены следующие закономерности:

- для многоствольных горизонтальных скважин приток на концах стволов выше по сравнению с центральной областью стволов;

- при моделировании многоствольной горизонтальной скважины набором узлов тангенс угла наклона КВД в полулогарифмических координатах для каждого узла имеет одинаковое значение при отсутствии влияния послепритока;

- для многоствольных горизонтальным скважин с увеличением числа стволов происходит замедление темпа роста коэффициента продуктивности;

- бурение многоствольных горизонтальных скважин в однородном пласте приводит к снижению продуктивности на единицу длины по сравнению с одноствольными горизонтальными скважинами;

- снижение продуктивности на единицу длины ствола происходит за счет взаимовлияния стволов и наиболее выражено при увеличении числа стволов, их близости друг к другу, малых длинах стволов;

- многоствольные скважины могут быть эффективными по сравнению с одноствольными: а) при большой глубине залегания пластов, б) разбуривании шельфовых месторождений, в) значительном удорожании строительства одноствольных скважин большой длины, г) при разработке высоковязких нефтей и низкопроницаемых коллекторов.

4. Предложено геолого-экономическое решение задачи определения оптимальной траектории и длин стволов для многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностей коллектора.

5. Развитый в работе подход позволил выявить наиболее эффективные конструкции и область применения многоствольных скважин.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Фокеева, Лия Хайдаровна, 2006 год

1. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоениянефтяных месторождений. - М.: Издательство «Техника». 0 0 0 «Тумагрунп»,2001.-192с.

2. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. - М.:Иедра, 1995.-131 с : ил.

3. Аппаратурно-методический комплекс для исследования горизонтальных скважин АМК-Г1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации.//ВНИИГИС. - М., 1994. - 39 с.

4. Баренблатг Г.И., Битов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных нластах. - М.: Недра, 1984. - 211 с.

5. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов наклонных и многоствольных горизонтальных скважин. - М.: ИРЦ ОАО«Газпром», 1999.

6. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. - М.: Недра, 1993.-416 с : ил.

7. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно экснлуатируемых пластов. - М.: Недра, 1971. - 175 с.

8. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. - М.:Недра, 1964.-154 с.

9. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учашихся вузов: /Под гл. ред. физ.-мат. лит. - 13-е изд., испр. - М.: Наука,1986.-544 с.

10. Бузинов Н., Григорьев А.В., Егурцов Н.А. Исследование горизонтальных скважин на неустановившихся режимах // Горизонтальные скважины: Тез.3-го Международного семинара. 29-30 ноября 2000 г. - М., 2000.97

11. Бузинов Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов, - М.: Недра, 1973 - 248 с.

12. Бузинов Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и '^ пластов. - М.: Недра, 1984 - 265 с.

13. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. - М.: Недра, 1966. - 382 с.:ил.

14. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Пер. с англ. под ред. Ковалева А.Г. - М.:Недра, 1986.-608 с.

15. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными ' ^ скважинами. М.: Недра. - 1969. - 192 с.

16. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток пефти к одипочной многозабойной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство. -№1.-1994.

17. Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. - Казань: Изд-во Казанского мат. об-ва,1999.-238 с.

18. Желтов Ю.Н. Деформация горных пород. М.: Недра, 1966.-198 с.

19. Желтов Ю.Н. Разработка нефтяных месторождений. Учеб. для вузов. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.:ОАО «Издательство недра», 1998. - 365 с : ил.

20. Ибрагимов А.И. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке //W Газовая промышленность. - №7-1997.

21. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. - М.: Недра, 1974. - 200 с.

22. Кундин А.С. Об обработке кривых восстановления давления методом Щелкачева // Нефтяное хозяйство. -1973. - № 7. - 7-9.

23. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: 0 0 0 "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 516 с. :ил.

24. Материалы семинара-дискуссии // Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. - Альметьевск, 1996. - 187-188.

25. Меркулов В.Н, Сургучев Н.А.. Определение дебита и эффективности ' ^ наклонных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1960. - № 21.

26. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1958. - № 6.

27. Меркулов В.Н. Ноток к горизонтальной скважине конечной длины в пласте ограниченной толщины // Нефть и газ. -1958. - №1.

28. Меркулов В.Н. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями // Тр. ин-та/КуйбышевНИН. -1960. - Вып. 8.

29. Методические указания по технологии проведения и обработки результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин. РД 39-0147585-233-01 / Р.Н. Дияшев, А.Г. Корженевский, В.А. Нктисанов и др. -Бугульма,2001.-20с.

30. Минеев Б.Н. Определение нараметров пласта по кривым восстановления Щ-' давления с учетом гидродинамического несоверщенства скважин //Нефтепромысловое дело. - 1976. - № 6. - 12 -16.

31. Муслимов Р.Х., Васянин Г.И. Геология турнейского яруса Татарстана. Казань, Мастер Лайн, 1999. -186 с.'f100

32. Непримеров H.H., Молокович Ю.М., Штанин А.В. Особенности гидродинамических методов онределения фильтрационных характеристикпродуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. -1977. - Ко 8. - 45-50.

33. Пат. 2087929. Геофизический кабель для исследования наклонных и горизонтальных скважин и способ исследовапия этих скважин / А.Г.Корженевский, А.А. Корженевский, В.Н. Алейников. Заявл. 12.03.96 // Бюл.Изобретения. -1997. -^223. -С. 375.

34. Нилатовский В.Н. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующимгоризонтальный пласт // Тр. ин-та/ ВННИ. -1961. - Вып. 32. -С. 29-57.

35. Нодземная гидравлика / К.С. Басниев, А.М Власов, И.Н. Кочина и др. - М.: Недра, 1986.-303 с.

36. Нолубаринова - Кочина Н.Я. Теория движения грунтовых вод. - М.: Гостехиздат, 1952 . - 674 с.

37. Салехов Г.С. К определению давления в неоднородных пластах нефтяных месторождений. Т.9. - Казань: Изд-во Казан, филиала АН СССР, 1956, 49-52.

38. Табаков В.Н. О притоке к многозабойным скважинам в плоском пласте // НТ сб. по добыче нефти, ВНИИ. - вып. 3. - 1960.101

39. Табаков В.П. Определение дебита и эффективность многозабойной скважины Б слоистом пласте // НТ сб. но добыче нефти, ВНИИ. - вын. 2. -1960.

40. Табаков В.П. Онределение дебитов кустов скважин, оканчивающихся горизонтальными участками стволов в нлоском нласте. НТС по добыченефти. - М.: Гостонтехиздат, 1961. - № 13.

41. Терцаги К. Теория механики грунтов. - М.: Госстройиздат, 1961. - 507 с.

42. Тихонов А.Н., Арсеньев В.Я. Методы решения некорректных задач. - М.: Наука, 1979.-288 с.

43. Тюрин В.В. Уточнение нредставлений о геологическом строении верхнетурнейских залежей нефти для эффективного нрименениягоризонтальных технологий // Труды Академии наук Реснублики Татарстан.- Казань: Изд-во «Нлутон», 2005. - 251-263.

44. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979. -254 с.

45. Федоров В.Н. Анпаратурно-методический комплекс ' для термогидродинамических исследований пологих и горизонтальныхскважин. Автореферат дне... докт. техн. наук. - Уфа, 2004. - 38 с.

46. Фокеева Л.Х. Неустановившаяся фильтрация жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам // Материалы научной сессии по итогам 2005года. Часть 1. Из-во АГНИ. -2006. - 64.

47. Фокеева Л.Х. Определение оптимальной траектории и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностейколлектора // Нефтегазовое дело. -2006.

48. Чарный И.А. Нодземная гидрогазодинамика. - М.: Гостонтехиздат, 1963. - 396 с.

49. Шагиев Р.Г. Исследование скважин но КВД. - М.: Наука, 1998. -304 с.

50. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография: В 2 ч. - М.: Нефть и газ, 1995. -Ч. 2.-493 с.

51. Aguilera R., Artindale J.S., Cordell G.M., Ng. М.С, NichoU G.W., Runions ^102G.A.: Horizontal wells, Gulf Pulishing, Houston, 1991.

52. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a horizontal well, SPE18334, 1988, November 1989, SPEFE, pp.417-421.

53. Bourdet D. et al. A new set of type curves simplifies well test analysis // World Oil 1983, May, pp. 95-106.

54. Bourdet D., Ayoub J.A., Pirard Y.M. Use of pressure derivative in well test interpretation // SPE, 1984, №12777.

55. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of fluid displacement in sands. // Trans. AIME. 146,1942,pp.lO7-116.

56. Butler R.M. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen. Petroleum Society Monograph, 1997, p. 224.

57. Butler R.M. The potential for horizontal wells for petroleum production // JCPT. 1989. May-June, № 3. pp. 39-47.

58. Clonts M.D., Ramey H.J. Pressure transient analysis for wells with horizontal drainholes//SPE. 1986.15119.

59. Economides M.J., Ehlig- Economides C.A., Discussion of formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. JPT, December 1991, pp.1521-1522.

60. Ehlig-Economides С A. Use of pressure derivative for diagnosing pressure- transient behavior//JPT, 1988, Oct., pp. 1280-1282.

61. Elbel J., Ayoub J. Evaluation of apparent lengths indicated from transient tests // JCPT. 1992. Dec, V.31,№3.

62. Giger F.M. Horizontal wells production techniques in heterogeneous reservoirs. SPE 13710,1985.

63. Gilbert C.J. Pressure transient analysis in horizontal wells in some sole pit area fields U.K.//SPE FE. 1996. May. pp. 101-108.

64. Gladfelter R.E., Tracy G.W., Wilsey L.E. Selecting wells which will respond to producrtion-stimalation treatment // OGJ, V.54, №3,1955. May, pp. 126-131.

65. Goode P.A., Thambynaygam R.K.M. Pressure drawdown and buildup analysis of horizontal wells in anisotropic media // SPE FE. 1987. Dec. pp.683-699.

66. Gringarten A.C., Ramey H.J., Raghavan R. Unsteady-State pressure distributions 103created by a well with a single infinite-conductivity vertical fracture // SPEJ,1974, Aug., pp.347-360.

67. Hawkins M.F. A note on the skin-effect // JPT, Dec. 1956, №65-66, Trans., AIME, p.207.

68. Hegeman P.S., Hallford D.L., Joseph J.A. Well-test analysis with changing wellbore storage // SPE FE. Sept. 1993, pp. 201-207.

69. Homer D.K. Pressure build-up in wells. // Proc. Third/ World Petroleum Congress, The Hague, 1951.

70. Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. //The Petroleum Engineer. Oct. 1953, Vol. XXV, №11, pp. B6-B16.

71. Hurst W. Unsteady flow of fluids in oil reservoirs. // Physics, Jan. 1934, V.5, №1. pp. 20-30.

72. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells // JPT, 1988 June, pp. 729-739.

73. Joshi S.D. Horizontal well technology: Penn Well, Tulsa, OK, 1991. 87.' Kamal M.M., Freyder D.G., Murray M.A. Use of transient testing in reservoirmanagement//JPT, 1995.

74. Kuchuk F., Karakas M., Ayestaran L. Well Testing and Analysis Techniques for 1.ayered Reservoirs // SPEFE, Aug. 1986. pp. 342-54.

75. Kuchuk F.J. et al. Pressure transient behavior horizontal wells with and without gas cap or aquifer// SPE FE.1991. Mar. pp. 86-94.

76. Kuchuk F.J. Well testing and interpretation for horizontal wells // JPT. 1995. Jan. pp. 36-41.

77. Kuchuk F.J., Goode P.A., Brice B.W. et al. Pressure transient analysis and inflow performance for horizontal wells // JPT. 1990. Aug. pp.974-1031.

78. Kuchuk F.J., Lenn C , Hook P., Fjerstad P.. Performance Evaluation of Horizontal Wells. SPE 39749. pp. 231-243.

79. Lee W.J. Characterizing formations with well tests.// SPE, S.A.Holditch and Associates, Inc., 1997.

80. Lichtenberger G.J. Data acquisition and interpretation of horizontal well pressure 104transient tests // JPT, 1994. Febr. pp.157-162.

81. Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A., The estimation of permeability and reservoir pressure from bottom-hole pressure build-up characteristics. // Trans.AIME, 1950, V.189, pp. 91-107.

82. Mukherjee H., Economides M.J. A parametric comparison of horizontal and vertical well performance // SPE FE. 1991. June. pp. 209-216.

83. Muskat M. The flow of compressible fluids through porous media and some problems in heat conduction. //Physics, V.5,1934, №3, March, pp. 71-94.

84. Muskat M. The use of data on build-up of bottom hole pressures.// Transaction AIME, №123,1937.

85. Odeh A.S. Unsteady-state behavior of naturally fractured reservoirs // Soc. Pet. Eng. J. 1965, p. 60-66.

86. Odeh A.S., Babu D.K. Transient flow behavior of horizontal wells: Pressure drawdown and buildup analysis // SPE FE. 1990. Mar. pp. 7-15.

87. Ozkan E., Raghavan R., Joshi S.D. Horizontal-well pressure analysis // SPE FE, 1989, Dec. pp. 567-575. 2

88. Raghavan R., Joshi S.D. Productivity of multiple drainholes or fractured horizontal wells // SPE FE. 1993. Mar. pp. 11-16.

89. Shah P.C, Gupta D.K., Singh L., Deruyck B.G. Field application of a method for inteфretation of horizontal-well transient tests // SPE FE, 1994, March, pp. 23-31.

90. Soliman M.Y., Hunt J.L., El Rabaa A.M. Fracturing aspects of horizontal wells // JPT. 1990. Aug. pp. 966-973.

91. Sprous A.M., Joufs A., Rocca M. Logging horizontal wells: field practice for various techniques. // Petrol Technol. 1988, №10, pp. 1352-1354.

92. Stanislav J.F., Easwaran C.V., Kokal S.L. Elliptical fiow in composite reservoir // JCPT. 1992 Vol. 31, № 10. pp. 47-50.

93. Stewart G., Recent Developments in well Test analysis // Petroleum Engineer, 1997, Aug., pp. 47-56.

94. Stewart G., Westaway P. Future developments in well test analysis: horizontal 105well test inteфretation techniques // Petroleum Engineer, 1997, Nov., pp. 77-80.

95. Suprunowicz R., Butler R.M. The productivity and optimum pattern shape for horizontal wells arranged in staggered rectangular arrays.// JCPT, June 1992.V.31,№6,pp.41-46.106